HISTORIQUE
13. Depuis 2007, les marchés de l’électricité dans la région CWE, constitués des frontières entre la Belgique, les Pays-Bas, la France et l’ancienne zone de dépôt des offres Allemagne/Luxembourg/Autriche, sont couplés. Le calcul de la capacité disponible pour le couplage de marchés constitue un élément fondamental de la gestion du système de réseau de transport. Dans les limites du respect de la sécurité du réseau, les valeurs des capacités calculées mises à la disposition du marché doivent être maximisées.
14. Depuis le 21 mai 2015, le calcul et l’allocation de la capacité de transport pour le couplage de marchés journalier en région CWE se basent sur le couplage de marchés fondé sur les flux (FB MC).
Dans ce cadre, les positions nettes d’exportation des zones de dépôt des offres concernées sont directement optimisées en fonction du gain en bien-être généré, en tenant compte de la capacité de transport disponible sur les éléments de réseau pertinents indiqués par les gestionnaires de réseau de transport. En mars 2015, la méthodologie CWE DA FBMC est soumise à l’approbation des régulateurs CWE par les gestionnaires de réseau de transport CWE. La mise en œuvre du CWE DA FBMC est approuvée par la décision finale (B) 1410, moyennant le respect de conditions, dont 15 points figurant dans un position paper commun des régulateurs CWE (« Position paper of CWE NRA’s on Flow-Based Market Coupling », mars 2015).
15. Suite à l’intégration de la frontière entre les zones de dépôt des offres allemande et autrichienne le 1er octobre 2018 et à l’intégration de la règle RAM de 20 % minimum le 27 avril 2018, les GRT CWE élaborent une proposition commune d’adaptation de la méthodologie CWE FB MC et la soumettent à l’approbation des autorités de régulation compétentes. En concertation avec toutes les autorités de régulation, la CREG approuve le 30 août 2018 les adaptations, moyennant le respect des conditions figurant dans le position paper commun.
16. La mise en œuvre du CWE DA FB MC en 2015 a entraîné des échanges maximaux plus élevés dans la région CWE. Comme le réseau électrique en Europe de l’Ouest est étroitement maillé, ces échanges maximaux plus élevés ont également une incidence sur les réseaux voisins. Les acteurs du marché suisses en particulier (le GRT, le régulateur national et les représentants du ministère) ont indiqué que les flux électriques sur le réseau suisse ont notablement augmenté depuis la mise en œuvre du CWE FBMC. D’après leur analyse, le CWE FBMC aurait donc contribué à l’augmentation de situations critiques pour la sécurité du réseau observées en Suisse. Ce message a été soumis aux membres du Pentalateral Energy Forum (ci-après : PLEF) le 9 juillet 2018, en leur demandant de trouver rapidement une solution conjointe à ce problème. Les GRT CWE et les régulateurs CWE s’engagent à élaborer ensemble une solution, en collaboration avec le GRT suisse Swissgrid et le régulateur suisse Elcom, afin d’atténuer l’impact des échanges CWE sur le réseau suisse lors de situations critiques.
17. Lors de la réunion PLEF du 9 juillet 2018, trois options à analyser ont été identifiées. La première option consiste à renforcer la coordination entre les GRT CWE et Swissgrid lors de la phase de validation du calcul de la capacité CWE FB DA en J-2. Lors de l’identification de situations critiques, les échanges CWE maximaux pourraient être limités, en particulier les échanges entre l’Allemagne et la France, qui sont ceux qui impactent le plus le réseau suisse. La deuxième option vise à tenir compte explicitement des restrictions sur les éléments de réseau suisses comme des Critical Branches – Critical Outages (ci-après : « CBCO ») dans le domaine fondé sur les flux. Enfin, la troisième option porte sur la mise au point d’un redispatching trilatéral entre les GRT suisse, français et allemand. Alors que les deux premières options tentent d’atténuer les risques pour la sécurité du réseau par une restriction ex-ante des échanges CWE, la troisième option vise à garantir la sécurité du réseau par des processus
coordonnés pour la sécurité du réseau une fois que tous les résultats du couplage de marchés journalier sont connus.
18. A la réunion PLEF du 18 septembre 2018, les GRT CWE et Swissgrid ont présenté leur solution préférée, à savoir la mise en place d'une restriction externe sur la position d’importation française (ci-après : la position d’importation française) qui serait appliquée pendant des périodes spécifiques, telles que la période hivernale, et lorsque des risques sont détectés pour la sécurité du réseau suisse.
Cette solution limiterait les exportations maximales de la région CWE vers la France lorsque le domaine fondé sur les flux initial pourrait entraîner une congestion d’éléments du réseau situés au nord-ouest de la Suisse, à laquelle Swissgrid ne pourrait remédier à l’aide des mesures correctrices disponibles, telles qu’une modification des positions des transformateurs-déphaseurs ou un redispatching interne.
19. Les régulateurs CWE demandent aux GRT CWE et à Swissgrid plus d’informations sur la solution proposée, ainsi que sur les critères sur lesquels ils se basent pour privilégier cette solution. Par ailleurs, les régulateurs CWE indiquent que, pour appliquer cette mesure, une adaptation de la méthodologie CWE DA FB MC est nécessaire, étant donné que la version 2.0 approuvée par la CREG le 30 août 2018 ne permet pas de mettre en place une restriction des importations françaises.
CHAMP D’APPLICATION DE LA DÉCISION
La présente décision de la CREG s’applique aux aspects suivants du CWE FB MC :
- La possibilité de mettre en place une restriction des importations françaises, ajoutée à la section 4.1.9, page 58 du CWE FB DA approval package.
- La procédure et les conditions auxquelles cette restriction des importations françaises peut s’appliquer, figurant à l’annexe 15.29.
20. Dans cette décision, la CREG ne se prononce pas explicitement sur les éléments suivants (liste non exhaustive), soit parce qu’ils n’entrent pas dans le champ de compétence de la CREG, soit parce que la CREG exercera son pouvoir de décision sur ces éléments dans des décisions distinctes à prendre ultérieurement.
- L’évaluation du respect des conditions sous lesquelles le CWE DA FBMC a été approuvé par la CREG dans sa décision finale (B) 1410, notamment les 15 points figurant dans un position paper commun des régulateurs CWE (« Position paper of CWE NRA’s on Flow-Based Market Coupling », mars 2015).
- L’évaluation de la mise en œuvre des conditions auxquelles le CWE DA FBMC modifié suite à l’intégration de la frontière entre les zones de dépôt des offres allemande et autrichienne et à l’intégration de la règle RAM de 20 % minimum a été approuvé par la CREG dans sa décision finale (B)1814, notamment les points figurant dans un position paper commun des régulateurs CWE (Position paper of CWE NRA’s on the update of Flow-Based Market Coupling methodology, août 2018).
- Les volumes de droits à long terme qui sont alloués à partir du 1er octobre 2018 à la frontière entre les zones de dépôt des offres DE/LU-AT, même s’ils ont un impact, en raison du système d’inclusion LTA (Long-Term Allocation), sur les capacités disponibles pour le couplage journalier et infrajournalier.
- L’aspect des flux de bouclage, qui ont fait l’objet de discussion dans la région Core, plus précisément dans le cadre du modèle de réseau commun et de la méthodologie de calcul de la capacité suivant l’article 18(3) et l’article 21(1)(b)(ii) de la directive CACM.
CONSULTATION
21. La législation belge et européenne pertinente n’impose pas explicitement à Elia et aux GRT CWE d’organiser une consultation publique sur la proposition CWE FBMC modifiée. Les acteurs du marché belge n’ont par conséquent pas été consultés lors de l’établissement de cette version modifiée. Le comité de direction de la CREG décide, en vertu de l’article 23, § 1er de son règlement d’ordre intérieur, d’organiser, dans le cadre de la présente décision finale, une consultation publique relative à cette proposition modifiée sur le site Web de la CREG du 11 janvier au 1er février 2019 (consult. 1891).
22. La CREG a reçu une réponse à sa consultation venant de Febeliec. Cette réponse est jointe à l’ANNEXE 5 de cette décision. Les remarques principales formulées par Febeliec sont reprises ci-dessous, suivie de la réponse de la CREG.
a) “As already indicated in many consultations in the past, Febeliec is not in favour of any (artificial) external constraints that are introduced in the flow-based market coupling algorithm, as they arbitrarily reduce the volumes that are given to the market…
In conclusion, Febeliec takes note of the approval by the CREG of the proposal, but urges the CREG (as well as all other concerned parties, both NRAs and TSOs as well as all other stakeholders) to remain very cautious with the road that is chosen and to be very careful that this precedent does not lead to a slippery slope effect, which could in the end result in substantial reductions of the cross-border capacity given to the market, to the detriment of all grid users in Europe.”
Réponse de la CREG : La CREG partage sur la question des limitations artificielles des capacités d’échanges entre zones le point de vue de Febeliec et restera particulèrement attentive à cette question dans le futur et à ce que cette limitation artificielle reste bien une exception. La CREG note toutefois que sur ce point particulier, vu la position géographique et politique de la Suisse, des solutions innovantes doivent être trouvées qui minimisent le plus possible l’impact de la sécurité opérationnelle du système suisse sur le marché Central Ouest Européen.
b) “For Febeliec, the preferred approach would be to include Switzerland and its interconnectors in the market coupling, as it would give a (more) correct representation of the impact of flows on individual identified critical cross-border grid elements.”
Réponse de la CREG : D’un point de vue technique la CREG partage ce point de vue. La CREG note toutefois que cette solution ne pourra être implémentée qu’une fois que toutes les conditions politiques liées à cette intégration seront rencontrées.
c) “Whereas Febeliec can only support the limitation of the application of the proposed external constraint, it remains strange that an apparent critical issue (non-respect of grid security in Switzerland, for example by non-respect of N-1 criterion or other safety parameters) will be solved by this external constraint for (maximum) 100 hours, after which 100 hours, if this issue would still occur, TSOs could still find other solutions to cope with it.”
Réponse de la CREG : Le respect des critères N-1 peut notamment être obtenu en changeant le dispatch des unités de production. En Suisse, ceci est notamment fait au moyen d’unités de production hydro-électrique qui dépendent de la présence d’eau dans les réservoirs. Le nombre d’heures maximum pour l’application de la contrainte externe correspond à peu près à la prévision du nombre d’heure pour lesquelles le système suisse pourrait ne pas disposer de suffisamment d’eau pour corriger son dispatch de production.